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só será permitida com autorização expressa do ISAE/FGV. Impresso no Brasil, novembro, 2010

F U N D A Ç Ã O G E T U L I O V A R G A S

INSTITUTO SUPERIOR DE ADMINISTRAÇÃO E ECONOMIA

CUSTO DE CAPITAL PARA GERAÇÃO DE ENERGIA HÍDRICA NO BRASIL

POR MEIO DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS (PCHS) E USINA HIDRELÉTRICA DE ENERGIA (UHE) ATÉ 50 MW NO CONTEXTO DO MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO

Novembro, 2010

2

RESUMO

O objetivo deste trabalho é apresentar uma metodologia para o cálculo da taxa de atratividade para

avaliação de projetos que seja amplamente aceita pelo mercado financeiro, pelas empresas e pelos

acadêmicos. Ao mesmo tempo, essa metodologia precisa ser clara e transparente para permitir uma fácil

compreensão dos valores calculados e, principalmente, simplicidade para a auditoria dos números.

Tendo essas características em mente propõe-se a utilização do Custo Médio Ponderado de Capital,

combinado com o Capital Assets Princing Model (CAPM) para o cálculo do custo do capital próprio. A utilização

dessas duas ferramentas, principalmente do CAPM, requer alguns cuidados que serão discutidos ao longo do

texto.

O texto apresentará, ainda, a aplicação prática da metodologia na avaliação do custo de capital de projetos

de geração de energia hídrica no Brasil por meio de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Usina

Hidrelétrica de Energia (UHE) até 50 MW. Essa aplicação irá requerer a avaliação do papel do Banco Nacional

de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) no financiamento desses projetos e, consequentemente, do

seu impacto no custo de capital.

3

01. INTRODUÇÃO

A análise de viabilidade econômico-financeira de projetos de investimento é uma atividade de grande

importância para a tomada de decisão nas empresas. Não obstante, a definição da taxa de

atratividade a ser usada para a avaliação de projetos é um tema que ainda desperta discussões e

controvérsias no universo das finanças corporativas.

A falta de um consenso a respeito da melhor metodologia para a definição da taxa de atratividade,

em muitos casos, faz com que a discussão a respeito da taxa a ser utilizada se sobreponha à

discussão a respeito das características dos projetos e da projeção dos fluxos de caixa futuros

esperados. A definição, a priori, de uma metodologia clara para a definição da taxa de atratividade

traz o benefício de eliminar essa discussão e permitir que as atenções sejam voltadas apenas para a

avaliação dos retornos esperados do projeto.

Nesse estudo leva-se em consideração a necessidade de se considerar as especificidades do setor de

atuação das empresas e dos mercados nos quais os investimentos serão implementados, para a

definição da melhor forma de construção da taxa de atratividade.

Sendo assim, é importante que se estabeleça, desde o início, que esta proposição tem como objetivo

constituir uma metodologia que seja apropriada para a avaliação de projetos em geração de energia

hídrica no mercado brasileiro, em particular de Pequenas Centrais Hidrelétricas1 (PCHs), e UHEs até 50

MW de capacidade instalada e que seja apropriada aos padrões do Mecanismo de Desenvolvimento

Limpo (MDL) instituído pelo Protocolo de Kyoto.

De acordo com a Convenção das Nações Unidas para as Alterações Climáticas, o Mecanismo de

Desenvolvimento Limpo (MDL) consiste na possibilidade de países em desenvolvimento implantarem

projetos que reduzam a emissão ou capturem gases causadores do efeito estufa e obtenham, com

esses projetos, certificados que podem ser comercializados com países industrializados, que possuem

1 A Agência Nacional de Energia Elétrica, na sua Resolução 394/98, define Pequena Central Hidrelétrica

(PCH) qualquer usina hidrelétrica com potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, com

área total de reservatório igual ou inferior a 3,0 Km²

4

metas de redução de emissão de gases que causam o efeito estufa. Os países industrializados podem,

então, cumprir as suas metas adquirindo os certificados dos países em desenvolvimento.

Como pressupostos para a definição dessa metodologia, foram levadas em consideração duas

necessidades básicas. A primeira delas é a utilização de conceitos financeiros que contem com

respaldo técnico e com aceitação nos meios acadêmico, empresarial e no mercado financeiro.

Adicionalmente, buscou-se um método que respeitasse as melhores práticas, de forma que fosse

possível conferir transparência às avaliações e cálculos.

A utilização do (CMPC, ou do inglês, WACC – Weighted Average Cost of Capital) para a definição da

taxa mínima de atratividade, combinado com o modelo CAPM (Capital Assets Pricing Model) para a

definição do custo do capital próprio é a metodologia que melhor atende aos requisitos acima

(CAMACHO, 2004), desde que respeitados os pressupostos e detalhes técnicos necessários à correta

aplicação dessas ferramentas.

Nas seções seguintes será apresentada, de forma conceitual, a proposta para a obtenção do CMPC

para empresas de geração de energia no Brasil. Após a discussão teórica, será demonstrada, de

forma numérica, a determinação do Custo de Capital para PCHs e UHEs até 50MW de capacidade

instalada no Brasil, para o ano de 2005.

02. DEFINIÇÃO DA TAXA DE ATRATIVIDADE

A taxa mínima de atratividade pode ser entendida como a menor taxa de retorno aceitável pelos

potenciais investidores para que se proponham a correr o risco associado a um ativo ou projeto. A

teoria de finanças pressupõe que os investidores tenham aversão ao risco e, portanto, que requeiram

taxas de retornos maiores para opções de investimento com maiores riscos (ROSS et al, 1995).

A definição da taxa de atratividade de um projeto deve levar em consideração a existência das

diferentes fontes de financiamento, a remuneração que deverá ser paga a cada uma delas (em função

do risco incorrido pelos diferentes stakeholders, sejam eles credores ou acionistas), a proporção de

utilização de cada fonte de recursos e os seus respectivos impactos fiscais e tributários. A forma

5

clássica e consolidada de se fazer todas essas considerações é por meio do cálculo do CMPC

(DAMODARAN, 2002; BREALEY e MYERS, 2003).

O cálculo do CMPC é bastante simples de ser feito, bastando a aplicação da seguinte fórmula:

���� � �� ∗ �� � ∗ � ∗ �� ��

Onde:

We = Participação do Capital Próprio no total de recursos utilizados;

Wd = Participação de Capital de Terceiros no total de recursos utilizados;

Ke = Custo de Capital Próprio

Kd = Custo de Capital de Terceiros

t = Alíquota de impostos sobre o lucro

Não obstante a simplicidade do cálculo a ser feito para a obtenção do CMPC, existe uma série de

cuidados a serem considerados e decisões a serem tomadas, no que tange à definição de cada uma

das variáveis acima. Para fins do presente estudo, essas definições devem refletir a realidade dos

projetos de geração de energia hídricas em PCHs e UHE até 50 MW de capacidade instalada no

mercado brasileiro, de forma que se faz necessária a validação de cada uma delas antes da aplicação

da equação acima e do cálculo da taxa de atratividade adequada.

03. PROPORÇÃO DE CAPITAL PRÓPRIO (We) E DE CAPITAL DE TERCEIROS (Wd)

Uma das decisões importantes em avaliação de projetos diz respeito à proporção a ser utilizada de

recursos de terceiros (dívidas) e de recursos próprios (dinheiro de investidores/acionistas). No

mercado brasileiro, notadamente no caso de projetos de geração de energia, essa proporção está

vinculada, na maior parte das vezes, aos parâmetros definidos pelo Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), principal fonte de recursos para projetos de

investimento no país.

É importante destacar que o setor de geração de energia é intensivo de capital e, pela sua natureza,

necessita de financiamentos de longo prazo, sem os quais seria impossível a implementação dos

projetos.

6

A maior parte das empresas brasileiras que implantam projetos de infra-estrutura e/ou de energia

procura obter a maior alavancagem (relação dívida/capital próprio) admitida pelo BNDES para

financiar projetos dessa natureza, uma vez que os recursos obtidos dessa fonte são de menor custo

do que o capital obtido junto aos acionistas. Para esse setor, o BNDES se propõe a fornecer até 70%2

dos itens financiáveis necessários à implantação dos projetos na modalidade de Project Finance. No

entanto, o BNDES também observa outros parâmetros para definição da alavancagem máxima

concedida aos projetos, restringindo ainda mais a liberação de recursos, na maioria dos casos, o que

resulta em alavancagens médias inferiores aos limites máximos definidos3.

Para esses parâmetros utilizam-se, portanto, as médias de financiamento concedidos pelo BNDES para

o setor de geração por PCHs e UHEs até 50 MW de capacidade instalada. As informações de

alavancagem média, Wd e We, são obtidos de relatórios ou de outras publicações do próprio BNDES.

04. CUSTO DO CAPITAL PRÓPRIO (Ke)

A determinação do custo do Capital Próprio depende da correta avaliação do risco associado aos

projetos de geração de energia por PCHs e UHEs até 50 MW de capacidade instalada no Brasil. A

ferramenta que conta com maior aceitação nos meios acadêmico e empresarial, para a definição do

risco associado a um investimento e, consequentemente, para a definição da remuneração adequada

ao capital é o Modelo de Precificação de Ativos de Capital (do inglês Capital Assets Pricing Model ou

CAPM).

Não obstante a existência de algumas limitações, o CAPM é o modelo que apresenta a melhor relação

entre correção dos resultados obtidos e simplicidade de aplicação, sendo amplamente aceito pelo

2 De acordo com as regras estabelecidas pelo BNDES, nem todos os itens necessários para a efetivação de

um projeto são apoiáveis. Dentro dos itens considerados apoiáveis, projetos de geração de energia

(exceto térmicas a carvão ou a óleo) podem obter até 70% dos recursos necessários à sua implantação

financiados pela instituição. 3 As políticas do BNDES para sua linha de Project Finance estão disponíveis no sítio da instituição na

internet, no endereço

http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/Project_

Finance/ (acessado em 18/10/2010).

7

mercado financeiro e pelos acadêmicos, o que faz com que seja a principal opção na avaliação de

projetos de investimento (DAMODARAN, 2002; BREALEY e MYERS, 2003).

O CAPM avalia o retorno mínimo que um ativo deve oferecer ao investidor, em função do nível de

risco não diversificável (ou sistemático) a ele associado. Tendo como premissa a aversão ao risco, o

modelo pressupõe que ativos com maior nível de risco tenham que oferecer maior retorno, de forma

a serem atrativos para os investidores (ROSS et al, 1995)

O cálculo do custo do Capital Próprio (Ke) com a utilização do CAPM é dado pela seguinte expressão:

�� � �� � ∗ ��� ���

Onde:

Ke = Retorno / Custo de Capital Próprio

Rf = Taxa Livre de Risco

β = Risco do investimento em comparação com o mercado

(Rm - Rf ) = Prêmio pelo Risco de Mercado

De acordo com o CAPM, a remuneração adequada ao Capital Próprio (Ke) será dada pela remuneração

oferecida por um ativo livre de risco (Rf) mais um retorno adicional adequado ao risco associado ao

ativo [β*(Rm-Rf)].

O risco do ativo, identificado como Beta (β), é calculado por meio da covariância dos retornos do

ativo em relação aos retornos de uma carteira representativa do mercado como um todo. Para a

obtenção do Beta, portanto, é necessário que estejam disponíveis dados históricos a respeito dos

retornos do mercado e do setor que se pretende avaliar, de forma que seja possível o cálculo da

covariância entre eles.

Nesse ponto encontra-se a primeira dificuldade de utilização do CAPM para a avaliação de projetos de

geração de energia no Brasil. A falta de dados públicos a respeito dos retornos de projetos/empresas

dedicados a essa atividade, impede uma aplicação direta desse modelo no mercado brasileiro.

Em situações como essas, a técnica financeira propõe que se obtenham os parâmetros do modelo em

outros mercados, nos quais exista a disponibilidade dos dados históricos necessários e que,

8

posteriormente, seja feita a transposição para o mercado em que o projeto será realizado (PEREIRO,

2001).

Considera-se como melhor alternativa a aplicação do CAPM para o mercado de energia dos Estados

Unidos da América (EUA) e, em seguida, a transposição dos resultados para o mercado brasileiro,

considerando a diferença de risco associado à economia dos dois países.

4.1 Taxa Livre de Risco (Rf)

A Taxa Livre de Risco (Rf) no CAPM representa a taxa de investimento padrão disponível para

todos os investidores. Esta Taxa Livre de Risco atua como uma referência do custo da

oportunidade, permitindo que os investidores comparem e meçam o risco e o retorno adicional

oferecido por investimentos alternativos versus, simplesmente, comprar e deter este

instrumento que está disponível para compra no mercado.

O padrão internacionalmente aceito para a Taxa Livre de Risco é o título do Tesouro dos

Estados Unidos, título com o menor risco de default, que pode ser adotado como referência

para a avaliação de projetos no Brasil, desde que seja incorporada a diferença de risco

existente entre as duas economias.

Para determinar a Taxa Livre de Risco adequada a um projeto, é aconselhável que os

investidores façam a correspondência entre o prazo do título e o horizonte de tempo estimado

do projeto. Essa adequação considera, implicitamente, que no início de um projeto os

investidores tenham a opção de alocar seus recursos em títulos com horizonte de tempo

equivalente, ao invés de investir no projeto. Esses títulos representam, então, uma alternativa

segura para o investidor, que para correr níveis de risco mais elevados irá requerer aumentos

da remuneração do seu capital, equivalente aos riscos do investimento.

O horizonte de tempo típico para a análise de projetos de geração de energia hidrelétrica é de

30 (trinta) anos4 e, portanto, a Taxa Livre de Risco a ser utilizada deverá refletir esse período

4 Os contratos de compra de energia gerada por PCHs nos leilões de Energia Nova, realizados desde 2005,

têm vigência de 30 anos.

9

de tempo. No mercado de títulos do Tesouro dos EUA (UST, US Treasury) podem ser obtidos

títulos com prazos de duração de 30 anos.

Para a correta avaliação da Taxa Livre de Risco é necessária a consideração do nível de risco

oferecido pela economia brasileira em comparação com a dos EUA. Para isso, recorre-se ao

Índice de Títulos de Mercados Emergentes (do inglês Emerging Markets Bond Index Plus ou

EMBI+), por meio do qual é possível avaliar o risco soberano embutido nos títulos de dívida

de um país. Considerando que o EMBI+ relativo ao mercado de dívida livre de riscos dos EUA

é 0, o EMBI+ do Brasil representaria o risco a ser adicionado ou reduzido em função das

diferenças do mercado de dívida do Brasil em relação ao dos EUA.

4.2 Prêmio pelo Risco de Mercado (Rm – Rf)

As expectativas do mercado para a remuneração do capital próprio tendem a ter como base o

histórico de remuneração, acima da taxa livre de risco, paga aos investidores. Este prêmio é

obtido levando em consideração os retornos médios do mercado de ações em um período

específico de tempo, subtraindo dele o desempenho/retornos dos títulos livres de riscos nos

períodos correspondentes.

O prêmio histórico, portanto, torna-se uma referência, para os participantes do mercado, da

recompensa adequada pelo maior risco embutido nesses investimentos, em comparação com

os títulos públicos. Esse prêmio deve ser adicionado à Taxa Livre de Risco para calcular os

retornos adequados para um investimento que ofereça um nível de risco igual ao da média do

mercado.

Para que isso seja possível é necessária, portanto, a avaliação do Prêmio pelo Risco de

Mercado. Uma das formas de estabelecer esse Prêmio é a obtenção do histórico de cotação das

ações transacionadas no mercado de capitais dos EUA para que se possa, a partir desses

dados, fazer o cálculo do retorno médio de mercado e do prêmio oferecido pela carteira

representativa do mercado. Essa abordagem, entretanto, está sujeita a incorreções e erros de

avaliação ao longo do processo.

10

Uma alternativa que produz o mesmo efeito prático, com a vantagem de eliminar a

possibilidade de erro, é a utilização de dados previamente levantados, validados e publicados.

A utilização dos dados publicados pelo professor Damodaran, em seu sítio na internet

(http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/) atende a essas especificações.

Damodaran é professor de finanças da Universidade de Nova Iorque e tem se dedicado a

estudar, escrever e ministrar cursos e palestras voltados à avaliação e valoração de projetos

e empresas. O sítio mantido por Damodaran na internet inclui estudos e discussões a respeito

das técnicas de valuation, assim como dados históricos necessários à avaliação de projetos e

empresas.

Exatamente por ser especialista nessa atividade, Damodaran reconhece a importância da

correção dos dados históricos para a aplicação do CAPM e para a obtenção de resultados

confiáveis. Sendo assim, o professor fornece dados validados para que sejam utilizados por

profissionais e acadêmicos. Essa disponibilidade de dados previamente validados atende às

necessidades da metodologia, de utilizar dados que sejam transparentes, auditáveis e

tecnicamente corretos para a obtenção do custo de capital.

É sabido e aceito que nos mercados de capitais desenvolvidos há uma tendência ao equilíbrio,

o que faz com que a abordagem do CAPM, vista de forma ampla, seja correta. Existem,

entretanto, desequilíbrios momentâneos de mercado, que podem levar a conclusões incorretas

ou vieses, caso não sejam tratados adequadamente. Uma forma de eliminar possíveis vieses é

a utilização de séries históricas de longo prazo, nas quais os desequilíbrios temporários terão

efeitos pequenos ou nulos (DAMODARAN, 2008). Dessa forma, considera-se adequada a

utilização dos retornos médios observados desde o início da série disponibilizada por

Damodaran, ou seja, desde o ano de 1928.

4.3 Definição do Beta (ββββ)

Uma vez definido o prêmio pelo risco de mercado, há que se avaliar o risco específico do

projeto em questão, em comparação com a média de mercado. Para avaliar o risco de um ativo

(ou projeto) em comparação com o mercado, utiliza-se a medida da covariância dos retornos do

11

ativo em relação aos retornos de mercado. Essa medida é chamada de Beta. Neste caso o

projeto seria um projeto representativo do setor de geração de energia e o Beta pode ser

obtido pelo beta médio das empresas do setor.

Uma vez que o Beta é uma medida relativa de risco que compara a volatilidade de ativos

específicos com a média de mercado, conclui-se que uma carteira representativa do mercado

possui um Beta = 15. Ativos que possuam uma maior volatilidade, ou seja, maior nível de

risco em comparação com o mercado, terão Betas maiores que 1, ao passo que as alternativas

de investimento que apresentem volatilidade menor do que a apresentada pelo mercado

contarão com Betas menores que 1. A multiplicação do beta pelo prêmio de risco de mercado

aumenta ou desconta o prêmio de capital próprio que os investidores devem esperar,

indicando a remuneração adequada ao nível de risco oferecido pelo ativo.

É importante que se tenha em mente que o cálculo do Beta depende da existência de séries de

dados históricas, que permitam a avaliação da covariância do ativo em relação ao mercado.

Em novos projetos de investimento, obviamente, essa série histórica não existe, o que exige

que sejam feitas avaliações utilizando ativos ou projetos que apresentem perfis semelhantes.

Para possibilitar essas avaliações, é importante que se conheça a composição do risco

representado pelo Beta.

O Beta de um ativo representa a somatória do risco associado à atividade desempenhada pela

empresa (risco do negócio ou da operação) e do risco associado à sua estrutura de capital

(BREALEY e MYERS, 2003). Empresas em um determinado setor de atividade terão riscos

semelhantes relacionados à atividade desempenhada, mas apresentarão diferenças de risco

que dizem respeito às suas respectivas alavancagens. Organizações que utilizam maiores

proporções de capital de terceiros apresentam maior risco de inadimplência e o Beta associado

a elas é maior. O raciocínio inverso também é válido.

5 Matematicamente o Beta é calculado por meio da razão entre a covariância do ativo analisado e o

mercado, pela variância do mercado. Se o ativo analisado for a carteira de mercado, o numerador do

cálculo do Beta seria a covariância do mercado com o próprio mercado, o que é equivalente à variância do

mercado. Dessa forma teríamos a variância do mercado no numerador e no denominador, ou seja, o Beta

de mercado é igual a 1.

12

Para a avaliação do Beta de novos projetos/novas empresas utiliza-se a técnica de encontrar o

Beta que represente o risco da atividade relacionada ao projeto em questão, e fazer o ajuste

necessário para refletir a alavancagem que se pretende utilizar naquele caso específico. Essa

técnica consiste em: (1) obter o Beta das empresas que exerçam a mesma atividade do projeto

que será implantado; (2) retirar do Beta a proporção de risco relativo à estrutura de capital

das empresas do setor (desalavancagem), de forma a obter um índice que reflita apenas o

risco da atividade desempenhada pela empresa6 e; (3) incorporar ao Beta Desalavancado, o

risco referente à estrutura de capital que será efetivamente utilizada no caso avaliado

(realavancagem).

Novamente recorremos a séries históricas do mercado americano, desta vez para a obtenção

do Beta.

Essa abordagem nos permite calcular o risco inerente ao setor, após descontarmos dos Betas

observados, os riscos financeiros nele embutidos, obtendo o Beta desalavancado.

�� � �′/�� �� �′� ∗ �����

Onde:

βu = Beta desalavancado;

β’ = Value Line Beta7;

t’ = Impostos marginais do mercado de referência8;

D = Percentual de capital de terceiros sobre o valor de mercado da empresa9;

E = Percentual de capital de terceiros sobre o valor de mercado da empresa.

A realavancagem consiste na inclusão dos riscos financeiros observados no setor de estudo ao

beta desalavancado, chegando ao beta re-alavancado, que reflete os riscos totais de se

investir no setor com relação à média do mercado.

6 Uma forma alternativa de entender o Beta Desalavancado é considerá-lo como o Beta que a empresa ou

projeto apresentariam caso fosse utilizado apenas capital próprio para o seu financiamento. 7

Valor obtido do sítio do economista Damodaran http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ e estimado pela

regressão dos retornos semanais das ações com relação ao NYSE usando dados de 5 anos ou menos, se

menos de 5 anos disponíveis, não podendo ser o período inferior a 2 anos.

8 No mercado americano a taxa de impostos a se considerar é de 40%

9 Valor obtido de http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/

.

13

� � �� ∗ �� �� �� ∗ ������

Onde:

β = Beta re-alavancado (beta do setor estudado);

βu = Beta desalavancado;

t = Impostos marginais do mercado estudado;

We = Participação do Capital Próprio no total de recursos utilizados;

Wd = Participação de Capital de Terceiros no total de recursos utilizados.

De forma análoga à utilizada para a obtenção do prêmio pelo risco, os dados disponibilizados

pelo professor Damodaran, no seu sítio na intenet, nos fornecem as informações necessárias

para a avaliação do Beta das empresas de geração de energia. Damodaran mantém em suas

bases de dados os betas de mais de 7 mil empresas, classificadas pelos seus setores de

atividade.

Reconhecendo a possibilidade de desvios momentâneos de mercado, Damodaran faz o cálculo

dos betas utilizando uma base de tempo de 5 anos. Quando novas empresas passam a ser

listadas na Bolsa de Nova Iorque (NYSE), seus betas só são incluídos na base de dados quando

atingem um mínimo de 2 anos de dados disponíveis10.

No banco de dados fornecidos pelo professor Damodaran estão disponíveis, não apenas os

betas totais (ou observados), como os betas desalavancados.

Nesse ponto, volta-se às considerações anteriores a respeito da utilização de capital de

terceiros em projetos de geração de energia no Brasil e da participação do BNDES no

financiamento desses empreendimentos. Conforme citado anteriormente, o BNDES oferece até

70% dos itens financiáveis, o que resulta em projetos altamente alavancados e com Betas

elevados.

10

O Beta é calculado com base em dados históricos e, portanto, há a necessidade de se utilizar uma série

longa para capturar corretamente a relação de risco de uma empresa em relação à média do mercado,

eliminando-se, dessa forma, distorções referentes a variações ou desequilíbrios temporários do

mercado.

14

Além da proporção entre dívida e capital próprio, a alíquota marginal do imposto sobre o lucro

também é considerada no processo de desalavancagem e realavancagem dos Betas. Esse

ponto também merece atenção.

No Brasil, a alíquota marginal de imposto varia de acordo com o regime tributário ao qual a

empresa se enquadra11. Empresas enquadradas no regime de Lucro Presumido têm o valor do

imposto estimado em função das receitas obtidas e, portanto, possuem alíquota marginal de

impostos igual a zero12. As empresas que trabalham sob o regime do Lucro Real, por outro

lado, apuram seus impostos em função dos lucros efetivamente auferidos, ou seja, nesses

casos as despesas financeiras são dedutíveis para fins fiscais e a alíquota marginal, de 34%13,

deve ser considerada nos cálculos de realavancagem dos Betas. As alíquotas efetivamente

utilizadas devem refletir corretamente o enquadramento fiscal ao qual o projeto estará sujeito

após a sua implantação.

Para a obtenção do Beta a ser utilizado na obtenção do Custo do Capital Próprio (Ke), indica-se

a utilização do Beta médio desalavancado do setor de energia elétrica dos EUA, medindo

assim, o risco associado à atividade (risco do negócio). Para a realavancagem do Beta,

considera-se adequada a utilização da estrutura de capital que será efetivamente utilizada no

projeto, bem como a consideração dos efeitos tributários equivalentes ao enquadramento

fiscal efetivamente aplicável ao setor no Brasil.

5. CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS (Kd )

Ao contrário do que ocorre em outros mercados, nos quais a maior parte das empresas obtém

financiamento junto a financiadores privados, as empresas brasileiras que investem no setor de

infra-estrutura têm como principais fontes de financiamento as linhas de crédito oferecidas pelo

11

Decreto Lei 1.598/77, Leis 9.249/95, Lei 9.430/96 e Instrução Normativa RFB 93/97. 12

Nas empresas enquadradas no Lucro Presumido, os impostos a serem pagos são arbitrados em função das

receitas auferidas. Nesses casos, a existência de despesas de juros e amortização do principal

decorrentes da utilização de capital de terceiros não são considerado na base de calculo de impostos ,

motivo pelo qual a alíquota de impostos não deve ser considerada para a realavancagem do Beta. 13

O percentual de 34% é composto por 15% de alíquota básica de Imposto de Renda, 10% de adicional de

Imposto de Renda e 9% de Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL).

15

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o que confere ao Custo de Capital de

Terceiros no Brasil algumas características específicas.

O BNDES é uma empresa pública federal e o principal fornecedor de financiamento de longo prazo no

Brasil. O mercado brasileiro oferece poucas alternativas de fontes de recursos de longo prazo que

não sejam oriundas de entidades governamentais, uma vez que financiamentos de longo prazo

raramente são oferecidos por bancos comerciais e, quando ocorrem, são oferecidos a taxas não

competitivas em comparação com as praticadas pelo BNDES. O financiamento de projetos pelo BNDES é

fornecido através da linha de crédito batizada de FINEM14 (Financiamento a Empreendimentos) em um

modelo de Project Finance. Esse tipo de operação pode ser realizado diretamente com o BNDES

(operações diretas) ou com a intermediação de uma instituição financeira credenciada (operações

indiretas).

Nas operações diretas, o custo da transação é composto por Custo Financeiro, Remuneração do BNDES

e Taxa de Risco de Crédito. Nos casos das transações indiretas, o custo total será composto por Custo

Financeiro, Remuneração do BNDES, Taxa de Intermediação Financeira e Remuneração da Instituição

Financeira Credenciada. Na presente metodologia estamos considerando que todas operações são

diretas, o que implica que o projeto obtém financiamento do BNDES ao menor custo possível. Na

realidade observa-se que muitos empreendedores obtêm empréstimos por meio de bancos

intermediadores, porém para maior conservadorismo dentro do MDL, considerou-se o apoio direto

como padrão.

As condições oferecidas pelo BNDES para o financiamento desse tipo de empreendimento faz com que

as empresas procurem utilizar os recursos do FINEM/Project Finance até o limite máximo permitido

pelo Banco. Essa situação, conforme citado anteriormente, tem resultado em estruturas de capital

altamente alavancadas, com participação majoritária de recursos de terceiros. Em geral,

empreendimentos de geração de energia têm contado com uma proporção de 60% a 70% de dívidas

e, respectivamente, de 40% a 30% de recursos obtidos junto aos investidores.

14

http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/e

nergia_eletrica_geracao.html

16

É importante salientar que esses percentuais servem apenas como referência e que precisam ser

validados a cada novo período, de forma que seja refletida a realidade em termos de oferta de

recursos por parte do BNDES.

5.1 Custo Financeiro (TJLP)

A Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP foi instituída pela Medida Provisória nº 684, de

31.10.94, publicada no Diário Oficial da União em 03.11.94, sendo definida como o custo básico

dos financiamentos concedidos pelo BNDES.

A Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP tem período de vigência de um trimestre-calendário e é

fixada pelo Conselho Monetário Nacional. Ela é divulgada até o último dia útil do trimestre

imediatamente anterior ao de sua vigência.

Considerando-se a variabilidade da TJLP, é aconselhável que a estimativa da taxa utilize um

histórico extenso das suas cotações, de forma a eliminar os efeitos de possíveis picos e vales,

que trariam distorções à análise no caso da utilização de períodos muito curtos. Por esse

motivo, considera-se adequada a utilização TJLP média dos últimos 5 anos.

5.2 Spread do BNDES

Outro fator que compõe a taxa de financiamento que as empresas no Brasil encontram via

FINEM/BNDES é o spread cobrado pelo Banco. Essa taxa é fixada pelo BNDES para pagar seus

custos administrativos e operacionais e sua remuneração.

O spread do BNDES é definido pelas políticas do Banco e varia de acordo com o tipo de projeto

financiado.

Assim como nos demais casos, os spreads a serem aplicados na avaliação dos projetos devem

refletir as taxas praticadas pelo BNDES na época em que os financiamentos forem solicitados

ao Banco.

17

5.3 Taxa de Risco de Crédito

Ao conceder financiamento para projetos de infra-estrutura, o BNDES adiciona à TJLP e ao

spread, uma Taxa de Risco de Crédito, que irá variar em função da avaliação individual da

empresa solicitante do crédito. Os limites, inferior e superior, dessa taxa são definidos

anualmente pelo BNDES de acordo com as políticas estabelecidas pelo Banco.

Por ser uma definição que ocorre caso a caso, em uma avaliação prévia de projetos, a Taxa de

Risco de Crédito não estará disponível. Sendo assim, há a necessidade de estabelecer um

parâmetro para a estimativa e utilização desse componente do Custo de Capital de Terceiros.

Considerando o histórico para projetos de geração de energia, e por questões de

conservadorismo, consideramos apropriado considerar a menor taxa que pode ser concedida

para investidores privados em operações diretas, de acordo com as políticas do Banco.

6. APLICAÇÃO DA METODOLOGIA

A aplicação da metodologia proposta permite que se obtenha a taxa de referência para a avaliação de

investimentos em geração de energia hídrica, de forma particular aquelas que envolvem PCHs.

Será apresentada, a seguir, a aplicação da metodologia para a data de julho de 2005, ressaltando que

o procedimento é aplicável para qualquer período, desde que sejam utilizados os dados referentes ao

período analisado

De acordo com a metodologia estabelecida, a taxa de atratividade de um projeto será calculada por

meio do Custo Médio Ponderado de Capital (CMPC), que requer a definição dos custos do capital de

terceiros e do capital próprio, além da proporção de cada um deles no capital total utilizado pela

empresa.

A definição do custo do capital próprio é feita por meio do modelo CAPM, de acordo com a seguinte

expressão matemática:

�� � �� � ∗ ��� ���

18

Onde:

Ke = Retorno / Custo de Capital Próprio

Rf = Taxa Livre de Risco

β = Risco do investimento em comparação com o mercado

(Rm - Rf) = Prêmio pelo Risco de Mercado

A primeira variável a ser definida, então, é a Taxa Livre de Risco, que será obtida por meio da

cotação dos títulos do Tesouro dos Estados Unidos com duração de 30 anos. O acesso às cotações

desses títulos pode ser feito por meio do Yahoo Finance (http://finance.yahoo.com/q/hp?s=%5ETYX).

A média de um ano das cotações dos títulos de 30 anos (4,77% ao ano) nos dá a Taxa Livre de Risco

nominal.

Para a obtenção da Taxa Livre de Risco em termos reais, desconta-se a inflação esperada dos Estados

Unidos, dada pela diferença de retorno entre os Títulos do Tesouro e os Títulos Protegidos da Inflação

(TIPS)15. A avaliação dessa diferença implica em uma inflação de 2,45% e, consequentemente, chega-

se a uma Taxa Livre de Risco real de 2,27% ao ano, como segue:

Rf = (1+0,0477)/(1+0,0245) – 1

Rf = 2,27% (real)

Essa taxa livre de risco, entretanto, não contempla o Risco Brasil, que precisa ser adicionado para que

seja refletida a diferença de risco que existe entre as economias dos Estados Unidos e do Brasil. Para

isso, será considerada a média de 5 anos do EMBI+Brasil16, que é de 8,44% ao ano.

Adicionando-se o Risco Brasil, portanto, a taxa livre de risco (Rf) para 2005 é de 10,71% ao ano

(2,27% + 8,44%).

A definição do retorno de mercado acima da taxa livre de risco (Rm - Rf) é feita por meio da diferença

entre o retorno médio do mercado de ações e o retorno médio dos títulos públicos, no longo prazo (de

1928 a 2004).

15

Cotação dos TIPS disponíveis em http://www.federalreserve.gov/econresdata/researchdata.htm.

Acessado em 20/09/2010 16

EMBI+Brasil obtido em http://www.cbonds.info/all/eng/index/index_detail/group_id/1/. Acessado em

20/09/2010

19

O retorno médio anual das ações menos retorno médio anual dos T Bonds americanos de 1928 a 2004

é dado por (Rm - Rf) = 11,81% - 5,27% = 6,53%.

Para determinar o Custo do Capital Próprio por meio do modelo CAPM há necessidade, ainda, da

determinação do Beta a ser utilizado. Para isso será obtido, inicialmente, o Beta Desalavancado para

o setor de geração de energia no mercado dos Estados Unidos. Esse Beta é encontrado na internet, na

página do professor Aswath Damodaran17.

Para encontrar o Beta brasileiro, há a necessidade de partir do Beta Desalavancado (β’) das

empresas dos Estados Unidos e realavancá-lo utilizando os dados de impostos e estrutura de capital

do Brasil.

Para fazer a realavancagem do Beta é necessária a obtenção de dois dados: (1) a taxa de imposto a

ser utilizada e; (2) a estrutura de capital típica das empresas de geração de energia.

Conforme explicitado anteriormente, empresas brasileiras que estejam enquadradas no regime de

Lucro Presumido têm alíquota marginal de impostos igual a zero, ou seja, para essas empresas não

há benefícios fiscais e tributários da existência de despesas com juros e amortização do principal.

Esse é o caso das PCHs, pois a maior parte desses projetos são financiados pelo BNDES, que exige a

17

http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/. Acessado em 20/09/2010.

Empresa SímboloValor de

Mercado

Particip.

Mercado ββββ ββββ '

EDP - Electricidade de Portugal EDP $91.080,00 83,18% 0,75 0,71

Headwaters Inc. HDWR $978,50 0,89% 0,8 0,74

Quantum Fuel Sys. Tech Wldwid QTWW 188 0,17% 0,8 0,80

Amer. Superconductor AMSC 418,6 0,38% 1,3 1,30

Energy Conversion ENER 472 0,43% 1,4 1,38

Capstone Turbine CPST 151,7 0,14% 1,45 1,45

Active Power ACPW 195,8 0,18% 1,6 1,60

FuelCell Energy FCEL 481,3 0,44% 1,6 1,60

Ballard Power Sys. BLDP 804,5 0,73% 1,65 1,65

Reliant Energy RRI 3929,3 3,59% 1,75 0,90

AES Corp. AES 8709,1 7,95% 1,9 0,81

Calpine Corp. CPN 2083 1,90% 2,15 0,35

BETA DO SETOR 0,92 0,73

β = Beta da empresa

β ' = Beta desalavancado da empresa

20

constituição de uma sociedade de propósito específico (SPE). Devido ao porte do empreendimento as

SPEs que desenvolvem projetos de geração até 20MW de potência conseguem se enquadrar no regime

de Lucro Presumido. Por esse motivo, a alíquota de imposto usada na realavancagem do Beta é zero.

Quanto à estrutura de capital, também já foi exposto que as empresas buscam obter a maior

proporção de recursos de terceiros oferecidos pelo BNDES para financiamento de projetos de geração

de energia. No ano de 2005, esse percentual foi de 70%18, motivo pelo qual serão utilizados os

parâmetros 0,7 para Capital de Terceiros (Wd) e 0,3 para Capital Próprio (We) no cálculo do Beta

realavancado.

Utilizando a fórmula de realavancagem do Beta, apresentada anteriormente, temos a seguinte

equação:

� � �� ∗ �� �� �� ∗ ������

� � , "# ∗ �� �� � ∗ � , " , # ��

� � $, %&

Conforme demonstrado acima, portanto, a estrutura de capital típica de PCHs e UHEs até 50 MW de

capacidade instalada no Brasil, o Beta Realavancado para essa atividade em 2005 é de 2,45.

Esse Beta elevado já era esperado, uma vez que as PCHs utilizam uma grande proporção de capital de

terceiros, o que eleva o risco medido pelo Beta.

Obtidos esses dados, é possível calcular o custo de capital próprio em termos reais, utilizando o

modelo CAPM, como segue:

�� � �� � ∗ ��� ���

18

Segundo o relatório anual de BNDES referente ao ano de 2005, o Banco financiou um valor de R$ 2,1

bilhões de um total de R$ 3,0 bilhões de investimentos em PCHs.

21

�� � , � "� $, %& ∗ , '&#

�� � , $'"� � $', "�%). ).

Uma vez definido o custo do Capital Próprio, a atenção deve ser voltada para a obtenção do custo do

Capital de Terceiros. Para isso há a necessidade de calcular o custo de financiamento obtido junto ao

BNDES.

Os componentes de custo dos financiamentos concedidos pelo BNDES são:

a) Custo financeiro – Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP); b) Spread do BNDES; c) Taxa de risco de crédito

A média de cinco anos da é TJLP 10,48% ao ano19. O spread do BNDES, de acordo com a política de

créditos a atividades de geração de energia, é de 2,5% ao ano. A taxa de risco de crédito, por sua

vez, é de 1,5% ao ano, como definido pelas políticas do BNDES da época.

O Custo de Capital de Terceiros nominal é, então, a somatória dos três componentes da taxa de

financiamento do BNDES, ou seja, 10,48% + 2,50% + 1,50% = 14,48% ao ano.

Para transformar esse cálculo, feito em termos nominais, em um custo em termos reais há a

necessidade de expurgar a inflação do período. Como a meta de inflação no Brasil para 2005 era de

4,5% ao ano, esse é o parâmetro a ser utilizado para ajustar a taxa, ou seja, Custo de Capital de

Terceiros em termos reais é de 9,55% ao ano.

Uma vez obtidas todas as variáveis necessárias para o cálculo do CMPC, torna-se possível obter o

custo de capital. O CMPC em termos reais é dado por:

+,-+ � ./ ∗ 0/ .1 ∗ 01 ∗ �1 3� +,-+ � 0,3 ∗ 0,2671 0,7 ∗ 0,0955 ∗ �1 0�

19

A Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) está disponível na página do BNDES na internet em

http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Taxa_de

_Juros_de_Longo_Prazo_TJLP/index.html. Acessado em 15/09/2010.

22

+,-+ � 0,1470 � 14,70%

7. CONCLUSÃO

A correta definição da taxa de custo de capital é essencial para que sejam tomadas decisões

acertadas a respeito da sua viabilidade ou inviabilidade.

Em projetos de geração de energia no Brasil, devido à escassez de dados públicos a respeito de

empresas que se dediquem a essa atividade, a aplicação direta da metodologia que combina o CAPM

e o CMPC torna-se impossível. A teoria financeira, entretanto, oferece ferramentas que permitem a

avaliação das variáveis necessárias ao cálculo do custo de capital próprio em outras economias, nas

quais seja possível a obtenção de dados para a utilização do CAPM, e a transposição dos dados para

outras realidades, com a efetivação de ajustes decorrentes das diferenças de inflação e de risco entre

as economias.

Outro cuidado necessário quando se faz a transposição dos resultados obtidos por meio do CAPM para

outras realidades é observar que o risco de um projeto, medido pelo Beta, depende da atividade e da

alavancagem da empresa. Nesse caso, é importante retirar do Beta o efeito do risco associado à

alavancagem das empresas no país de origem dos dados, e incorporar ao indicador o efeito da

estrutura de capital utilizada no país de destino da informação. No caso dos projetos de geração de

energia no Brasil, esse ajuste é essencial, uma vez que a participação do BNDES com percentuais

elevados de recursos para a implantação dos projetos, as empresas de geração de energia

apresentam altos índices de endividamento e, portanto, Betas elevados.

Os resultados obtidos com a aplicação da metodologia não apresentam novidades em relação às

técnicas amplamente aceitas em finanças de empresas. O objetivo da definição dessa metodologia,

entretanto, está na padronização das fontes de informações a serem utilizadas, aumentando a

transparência e conferindo maior facilidade de auditagem às avaliações dos projetos e investimentos

em geração de energia.

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ISAE/FGV INSTITUTO SUPERIOR DE ADMINISTRAÇÃO E ECONOMIA NORMAN DE PAULA ARRUDA FILHO Superintendente RUBENS MAZZALI Economista-chefe do Escritório de Sustentabilidade Estratégica PAULO SÉRGIO MARTINS MARQUES Autor responsável pelo Estudo

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Produtos/FINEM/energia_el

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http://corporate.morningstar.com/ib/html/pdf.htm?../documents/MethodologyDocuments/IBBAssociates/IntnlRis

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CAMACHO, F.; ROCHA, K.; FIUZA, G. Custo de Capital de Distribuição de Energia Elétrica: Revisão Tarifária 2007-

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370, dez. 2001.

ROSS, S. A.; WESTERFIELD, R. W.; JAFFE, J. F. Administração Financeira. São Paulo: Atlas, 1995

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ANEXO I PLANILHAS BASE20

20

Neste anexo estão fixadas as pplanilhas base. As planilhas de parâmetros, bem como outras auxiliares

estão disponíveis em format digital

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